CN105874162B - 基于重力的套管定向工具和方法 - Google Patents

基于重力的套管定向工具和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN105874162B
CN105874162B CN201380080846.4A CN201380080846A CN105874162B CN 105874162 B CN105874162 B CN 105874162B CN 201380080846 A CN201380080846 A CN 201380080846A CN 105874162 B CN105874162 B CN 105874162B
Authority
CN
China
Prior art keywords
wellbore tubular
shell
finder
orientation
pit shaft
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201380080846.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN105874162A (zh
Inventor
D·J·斯蒂尔
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Publication of CN105874162A publication Critical patent/CN105874162A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN105874162B publication Critical patent/CN105874162B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/12—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
    • E21B47/0236—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using a pendulum
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
    • E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
    • E21B47/20—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by modulation of mud waves, e.g. by continuous modulation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Branch Pipes, Bends, And The Like (AREA)
  • Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)
  • Toys (AREA)

Abstract

本发明公开了使用重力来定向井筒管件的系统和方法。所公开的定向指示装置包括：外壳，所述外壳界定第一流动通道并且可布置在井筒管件内；定向器，所述定向器被可移动地布置在所述外壳内并且界定与所述第一流动通道流体连通的第二流动通道；以及偏心重量，所述偏心重量被布置在所述定向器内并且所具有的质心径向偏离所述定向器的旋转轴线，所述偏心重量被配置成当所述外壳和所述井筒管件旋转时，使所述定向器保持指向一个方向，其中当所述外壳旋转时，所述第一流动通道和所述第二流动通道渐进对齐或不对齐。

Description

基于重力的套管定向工具和方法
技术领域
本公开涉及井筒设备，并且更具体来说涉及使用重力来定向井筒管件的系统和方法。
背景技术
在石油和天然气工业中，可以通过横穿一个或多个地下岩层的相对复杂的井筒来生产烃。某些井筒可为多侧向井筒，其中一个或多个侧向井筒从母(或主)井筒延伸出来。多侧向井筒通常包括一个或多个窗或套管出口，该一个或多个窗或套管出口被提供在井下井筒管件上，允许形成对应的侧向井筒。为了精确地定向井筒内的多侧向窗，已经使用了随钻测量(MWD)工具或其它常见的压力脉冲定向指示装置。然而，在增加的深度处，当回流通路受限时(诸如限于内部工作管柱与外部套管或衬管柱之间的环形区中)，由常规MWD工具产生的压力脉冲变得越来越弱。因此，显著量的压力噪声可能由于回流通路中的流动的不同限制而被引入系统中。这些条件使得很难在表面位置检测和解释通过压力脉冲传输的数据。
典型的MWD工具也不能注水泥并且它们太有价值而不能被钻穿。另外，MWD工具并不会使柱塞穿过其中以松开送入工具、设置悬吊器和封隔器等。此外，如果必须将MWD工具单独输送并从井中取回，那么这些操作需要额外的时间和费用。另外，将MWD工具通过电缆输送到非常偏斜或水平的井筒中或将这些工具泵送到井下呈现各种额外的技术困难。
附图说明
包括以下附图以说明本公开的某些方面，并且不应将附图视为排他性实施方案。所公开的主题能够在形式和功能方面作出相当大的修改、改变、组合和等效替换，而不脱离本公开的范围。
图1说明了根据一个或多个实施方案的可以体现本公开原理的示例性井系统的截面视图。
图2说明了根据一个或多个实施方案的图1的井系统在示例性操作期间的截面视图。
图3说明了根据一个或多个实施方案的图1的井系统在注水泥操作之后以及在随后的钻井操作期间的截面视图。
图4说明了根据一个或多个实施方案的图1至3的定向指示装置的放大的截面视图。
图5A和5B分别说明了根据一个或多个实施方案的图4的定向器的端视图和等轴视图。
图6说明了根据一个或多个实施方案的图4的示例性定向器的第一流动通道和第二流动通道在定向操作期间的渐进端视图。
图7说明了根据一个或多个实施方案的另一个示例性定向器的第一流动通道和第二流动通道在定向操作期间的渐进端视图。
图8说明了根据一个或多个实施方案的定向指示装置的一部分的等轴截面视图。
具体实施方式
本公开涉及井筒设备，并且更具体来说涉及使用重力来定向井筒管件的系统和方法。
本文所公开的实施方案提供用于使用流体压力测量来使各种井下工具或结构成角度定向的装置。公开了定向指示装置，该定向指示装置包括流道和定向器，该定向器提供可旋转地安装于其中的偏心重量。井操作员可以将套管柱从表面位置旋转并且由此旋转定向指示装置。当定向指示装置旋转时，偏心重量自由地旋转并且使定向器指向井的高侧，同时改变穿过流道的流速。一旦观察到定向指示装饰上的预定压差，井操作员即可知道与套管柱相关的特定井下工具或结构已在井筒中恰当定向。
当前公开的实施方案可能特别可用于使在形成多侧向井筒的过程中所使用的窗成角度定向。然而，应了解，其它井下工具和结构可相同定向，诸如但不限于闩锁耦接件和对齐装置。当前所描述的定向指示装置被证实可以用于通过在井下节省行进时间来减少行程时间。例如，在一些情况下，定向指示装置可以在井下节省两个行程。
应理解，本文所描述的各种实施方案可以在各种定向(诸如倾斜、翻转、水平、垂直等)上使用，并且可以用于各种配置，而不脱离本公开的原理。仅仅将这些实施方案描述为本公开的原理的有效应用的示例，本公开并不限于这些实施方案的任何特定细节。
在以下对本公开的代表性实施方案的描述中，方向术语诸如“上方”、“下方”、“上部”、“下部”等仅是为了便于参照附图而使用。总体上，“上方”、“上部”、“向上”及类似术语指的是相对于井筒朝向地球表面的方向，而“下方”、“下部”、“向下”及类似术语指的是相对于井筒远离地球表面的方向。
参照图1，说明了根据一个或多个实施方案的可以使用本公开原理的示例性井系统100。如本文所述，井系统100(以下称为“系统100”)可以用于指示井筒102中的井下工具或结构的实时井下定向。例如，在一些实施方案中，该井下工具或结构可为用于钻出与主井筒102相交的分支井筒(未示出)的窗104。然而，如以下所述，可以使用系统100实现其它井下工具和/或结构的定向，而不脱离本公开的原理。
在系统100中，需要使窗104相对于井筒102在方位上定向。如图1所示，井筒102从基本垂直部分延伸到基本水平部分并且窗104被描述为大体布置在井筒的水平部分内或以另外方式延伸到其水平部分。在该示例中，窗104的所需定向为相对于井筒102(或换言之，相对于井筒102的“高侧”)垂直向上。窗104在井筒管件106中互连或与井筒管件106互连，该井筒管件诸如衬管柱、套管柱或本领域技术人员已知的可延伸到井筒102中的任何其它类型的管件、管道或导管。在操作中，井筒管件106在井筒102内成角度地旋转，直到窗104在其中恰当地定向(即，朝向高侧)。
系统100还可包括定向指示装置108，该定向指示装置在井筒管件106内互连或以另外方式形成井筒管件106的整体部分。如本文所述，定向指示装置108(以下称为“装置108”)可以用于使窗104(或任何其它井下工具和/或结构)定向到所需角度定向，诸如定向到井筒102的高侧。然而，应当理解，根据本公开的原理，可以将窗104定向到不同于垂直的其它角度定向。例如，根据需要，可以使窗104在向下方向上或在相对于井筒102的任何其它角度方向上定向。简言之，这可以通过调整窗104与装置108之间的方位对齐来完成。
在图1所说明的实施方案中，可以在将井筒管件106通过一个或多个对齐装置110输送到井筒102中之前来完成方位对齐。如图所示，对齐装置110还可在井筒管件106内互连或以另外方式形成井筒管件106的整体部分。在一些实施方案中，虽然未具体说明，但对齐装置110可以在窗104与装置108之间轴线互连。然而，可以了解，也可通过其它装置来实现对装置108与将在井筒102中定向的任何井下工具或结构之间的方位对齐的调整。例如，可通过使用对齐调整装置来实现对装置108与任何井下工具或结构之间的方位对齐的调整，该对齐调整装置形成装置108本身的一部分或作为将定向的井下工具或结构的一部分等。
如上所示，另外地或替代地，可以通过使用当前所描述的装置108来使不同于窗104的各种井下工具或结构相对于井筒102定向。例如，可以相对于井筒102定向的另一个结构可为闩锁廓体112，该闩锁廓体用于锚固和定向造斜器(未示出)，该造斜器随后可以安装在井筒管件106内。如本领域中已知的，造斜器可以用于使一个或多个磨机或钻头偏转穿过窗104，以钻出从主井筒102延伸出的侧向或分支井筒。装置108可以被配置成轴向横穿并且以其它方式包围闩锁廓体112并且由此保护该闩锁廓体免于积聚钻屑、水泥或其它以其它方式阻止造斜器恰当固定或附接至其的妨碍物。
可以相对于井筒102定位的另一井下工具或结构可为对齐工具114。对齐工具114可以用于将随后安装的完井设备相对于窗104、井筒102和/或井筒管件106定向和定位。另一种类型的对齐装置116可以用于在将井筒管件106安装在井筒102中之前或期间，使对齐工具114相对于装置108和窗104和/或闩锁廓体112在方位上定向。
如图1所示，管状工作管柱118可以用于将井筒管件106输送到井筒102中。设置工具120位于工作管柱118的下端，该设置工具用于将衬管悬吊器122设置在井筒管件106的上端。可以将衬管或套管柱124安装在井筒102中位于衬管悬吊器122上方并且在其中注水泥。套管柱124可以延伸到表面位置。
在封闭衬管悬吊器122与套管柱124之间的环形区126之前，可以将流体128(诸如钻井流体、卤水或另一种循环流体)引入井筒管件106。可以使流体循环通过工作管柱118、通过井筒管件106、通过注水泥浮阀130并且到达位于井筒管件106下端的套管鞋132外部。流体128可以离开套管鞋132进入界定在井筒管件106与井筒102之间的环形区134并且可以通过环形区126回到表面位置。由于以下更详细论述的原因，装置108可以被配置成流体128的上述循环通路的流体限制性最大的部分。例如，如图所示，装置108可以提供或以其它方式界定流道136，该流道延伸穿过该装置并且使井筒管件106位于装置108上方和下方的部分以流体连通的方式放置。
当流体128正循环通过井筒管件106时，可以在远程位置(诸如在钻机处)监视或以其它方式观察通过流道136的位于装置108上的相对压差。例如，位于地球表面上或位于海底井口上的一个或多个压力计或传感器(未示出)可以用于检测施加到工作管柱118的压力和位于钻机处的套管柱124中的压力。所测量的压差可以用于确定窗104(或者闩锁耦接件112或对齐工具114)何时位于或接近井筒102内的预定或所需角度定向。
在示例性操作中，在表面位置观察到装置108上的压差以流体128的某个流速减小，这表明已实现了窗104(或者闩锁耦接件112或对齐工具114)相对于井筒102的所需方位定向。工作管柱118用于使井筒102中的井筒管件106旋转，直到观察到压差减小，此时井筒管件106的旋转可能会停止。在一些实施方案中，一旦观察到压差减小，井筒管件106即可进一步旋转预定量，以实现窗104(或者闩锁耦接件112或对齐工具114)的某个预定定向。可以了解，预定旋转量最有可能通过压力变化来确定，因为长管件的旋钮使得其成为定向工具的不可靠方法。换言之，表面上的90°旋转不一定会在窗104处提供任何特定定向。相反，可以监视压力以确定何时满足恰当的角度定向。
有利地，可以通过井筒管件106和工作管柱118连续地泵送流体128，同时井筒管件106正旋转并且监视表面位置的压差。连续地泵送或循环流体128可能有助于防止井筒管件106和工作管柱118卡在井筒102内。更具体来说，通过环126、134奔向表面位置的流体128可以提供某种类型的静压轴承，该静压轴承允许井筒管件106和工作管柱118相对于井筒102(甚至在其严重偏斜的部分)自由地旋转。
此外，通过经由工作管柱118连续地泵送流体128和旋转井筒管件106，可以连续地监视所捕获的扭矩。例如，如果井筒管件106在最终调整后旋转小的角度量，那么可以在表面上通过竖管压力的变化观察到这种小旋转。当观察到这种情况时，如果必要的话，可以将井筒管件106和工作管柱118重新定向到正确的角度定向。
现在参照图2，同时继续参照图1，代表性地说明当井筒管件106在流体128连续地循环通过井筒管件106时已旋转到窗104的所需角度定向后的系统100。在该配置中，流道136延伸穿过装置108的流动面积显著增加。因此，当以与一开始图1所示配置中所引入相同的流速流动时，装置108上的流体128的压差显著减小。如上所述，可以在远程表面位置观察到压差出现这种减小，这肯定性地表明已实现窗104的所需角度定向。
然而，在其它实施方案中，压差减小可能表明，其它井下工具或结构(诸如闩锁耦接件112和/或对齐工具114)处于对应的所需定向。在其它实施方案中，压差减小可能表明，所有所需井下工具或结构均处于其对应的所需定向。例如，在图2中，当装置108上的压差减小时，结构104、112、114均被描述为位于所需角度定向。
流道136的流动面积增加不仅有助于使装置108上所观察的压差减小，而且在系统100中提供其它益处。例如，流动面积增加允许水泥泥浆(包括任何较大卵石或与其相关的碎块)自由流动穿过装置108。因此，并不一定在对井筒102中的井筒管件106注水泥之前，从井筒管件106移除装置108或钻穿该装置。本领域技术人员很容易将这种情况识别为系统100的显著的操作和省时益处。此外，穿过装置108的流动面积增加可以允许物体(诸如柱塞、球等)通过该装置以根据需要致动位于装置108下方的工具。
现在参照图3，同时继续参照图1和2，代表性地说明根据一个或多个实施方案的在注水泥操作后的系统100。如图所示，水泥138现在存在于环126和134中，并且由此已将衬管悬吊器122永久性地设置在套管柱124中。应当指出，水泥138已流过装置108，而无需从井筒管件106移除该装置。通过使用一个或多个水泥封隔塞140和相关球(未示出)，已将装置108从其与井筒管件106的附接物中移除并且前进到井筒管件106的底部以接合注水泥阀130。
更具体来说，可使水泥封隔塞140与衬套悬吊器122相关。一旦适当尺寸的球被引入工作管柱118(图1和2)，即可从衬管悬吊器122抽出下部封隔塞140并使该封隔塞与水泥138泥浆一起穿过井筒管件106直到接合装置108。可通过装置108泵送水泥138直到适当量的水泥138被泵送到环126、134中。此时，另一个球(未示出)可以随着排出流体一起下降，该排出流体被配置成使顶部封隔塞140与衬管悬吊器122截断分离。顶部封隔塞140被泵送到该装置并且落在下部封隔塞140的顶部。使得井筒管件106内的排出流体的液压增大可能会导致与装置108相关的一个或多个固定装置(未示出)的剪切或失效，由此松开装置108以使得该装置可以前进到井下直到与注水泥阀130接触。
在注水泥操作后，如图3所示，钻头142可被输送到钻柱144上的井筒管件106中并且用于钻穿装置108(包括封隔塞140)、注水泥阀130和套管鞋132以使井筒102延伸。装置108的内部组件可由相对可钻的和非磁性材料(诸如铝、弹性体、塑料、复合材料等)制成，以使得可以很容易实现井筒102的延伸，并且这样使得可以很容易使所产生的钻屑循环到井筒102外部。
现在参照图4，说明了根据一个或多个实施方案的定向指示装置108的放大的截面视图。图4中的先前附图已使用的相同标号表示不再详细描述的相同组件。如图所示，装置108可以包括外壳402和可移动地布置在外壳402内的定向器404。外壳402可为固定在井筒管件106内位于或接近闩锁廓体112的细长、基本圆柱形构件。外壳402可由可以轻易研磨或钻孔的材料制成，以使得可以如以上图3所述可以轻易地钻穿该外壳。例如，在至少一个实施方案中，外壳402可由铝制成。在其它实施方案中，外壳402可由复合材料制成。
闩锁廓体112可以展示出特定的廓体或设计，被配置成与造斜器装置(未示出)底部的闩锁配合。闩锁耦接件112可以与窗104成角度地对齐(图1至3)，以使得当随后输送的造斜器落在闩锁耦接件112上并且旋转以使该造斜器锁定就位时，该造斜器将指向正确的角度方向以将任何磨机和/或钻头恰当地引导到窗104外部。然而，在上述注水泥操作中，水泥颗粒和其它钻屑通常阻塞在闩锁耦接件112的廓体中并且水泥可能在其中硬化。因此，当造斜器被输送到井下时，该造斜器的相关闩锁可能很难将造斜器定位和固定到闩锁耦接件112。
然而，根据本公开，装置108可以被配置成轴向包围或以其它方式覆盖闩锁耦接件112并且由此充当基本阻止任何钻屑和/或水泥阻塞在闩锁耦接件112的廓体中的障碍物。可以了解，这种障碍物将允许造斜器使其本身恰当定位和固定到闩锁耦接件112，而不会受到钻屑和/或水泥的妨碍。
为了帮助实现这一目标，可以将外壳402的每一端使用对应的密封装置(示为上部密封装置406a和下部密封装置406b)固定在井筒管件106中。上部密封装置406a和下部密封装置406b可以被配置成在操作期间，尤其是在上述注水泥操作期间，使闩锁耦接件112隔离。为了实现这一目标，上部密封装置406a和下部密封装置406b可由可以接合和密封在井筒管件106的内壁上的柔性材料制成。在一些实施方案中，上部密封装置406a和下部密封装置406b可为封隔塞，这些封隔塞提供或以其它方式界定一系列刮片408，这些刮片被配置成密封地接合井筒管件106的内壁。刮片408可被配置成不仅提供针对井筒管件106的内壁的密封件，而且一旦位于井下，即允许少量加压流体溢出。例如，装置108当位于表面上在大气压力下时是组装好的，并且一旦将装置108定位在井下，可以由轴向相邻的密封装置406a与406b之间所捕获的空气产生大的压差。由于刮片408为半柔性的，因此所捕获的空气能够能够通过刮片408轴向溢出，以使压力相等并且由此防止在装置108上发生潜在的静压锁定。
在其它实施方案中，可以将刮片408用一个或多个抽汲皮碗等替换。在其它实施方案中，上部密封装置406a和下部密封装置406b可以包括一个或多个O形环，该一个或多个O形环被配置成提供使得闩锁廓体112基本隔离的密封件。
外壳402可以使用一个或多个固定装置410(示为第一固定装置410a和第二固定装置410b)进一步固定在井筒管件106内。第一固定装置410a和第二固定装置410b中的一个或多个可以被配置成当装置108进入井筒102中(图1至3)时，使外壳402轴向地和旋转地固定在井筒管件106内。因此，可以将第一固定装置410a和/或第二固定装置410b结合一个或多个对齐装置110、116(图1至3)安装在外壳402上并且用于帮助使装置108与将在井筒102中定向的井下工具或结构(即，图1至3的窗104、廓体112和/或对齐工具114)中的一个或多个在方位上对齐。
第一固定装置410a可为可释放装置或机构，诸如剪切销、剪切环或被配置成在假设存在预定轴向负载的情况下剪切或以其它方式失效的任何类似装置。如上所示，可以通过使用一个或多个水泥封隔塞140(图3)来施加预定轴向负载。一旦第一固定装置410a失效，装置108即可在井筒管件106内自由地轴向和径向平移。
第二固定装置410b可以包括或以其它方式包围固定到外壳402的翼片412和使翼片412固定到井筒管件106的可释放装置414(诸如剪切销或剪切环)。与第一固定装置410a类似，剪切销或剪切环414可以被配置成在假设预定轴向负载由水泥封隔塞140(图3)提供的情况下，剪切或以其它方式失效。在其它实施方案中，翼片412可以被配置成在假设存在预定轴向负载的情况下失效。在这些实施方案中，翼片412可由软材料(诸如黄铜、低碳钢等)制成，并且当水泥封隔塞140使装置108与预定轴向负载接合时，翼片412可以被配置成在受拉时破裂。
外壳402可以进一步界定或以其它方式提供第一流动通道416，该第一流动通道与界定成纵向穿过定向器404的第二流动通道418流体连通。可以通过第一流动通道和第二流动通道416的组合来提供穿过装置108的流道136。当第一流动通道416和第二流动通道418基本对齐时，流道136的流动面积增大并且表面上所测量的流体128的压差对应地减小。在一些实施方案中，如上所述，压差发生这种减小可能肯定性地表明，已实现窗104(图1至3)的所需角度定向。
然而，在其它实施方案中，压差减小可能表明，尚未达到窗104的所需角度定向。在这样的实施方案中，压差增大相反可以肯定性地表明，已适当达到窗104的所需角度定向，而不脱离本公开的范围。
可以使定向器404固定在外壳402内，以使得该定向器能够围绕旋转轴线420自由地旋转。更具体来说，定向器404可以包括使定向器404抵抗轴向移动而固定的一个或多个轴衬或轴承，但同时允许围绕旋转轴线420旋转。例如，在所示实施方案中，定向器404可以包括至少一个推力轴承422和一个或多个径向轴承424(示为第一径向轴承424a和第二径向轴承424b)。推力轴承422可以被配置成使定向器404固定在轴向负载上并以其它方式允许定向器404围绕旋转轴线420旋转，同时轴向地接合外壳402。虽然在图4中示为定向器404的井上端部，但本领域技术人员很容易了解，可以同样将推力轴承422放置在定向器404的井下端部，而不脱离本公开的范围。
径向轴承424a、424b操作以允许定向器围绕旋转轴线420旋转，同时与外壳402径向地接合。在一些实施方案中，保持环426可以在定向器404的井下端部插入定向器404和外壳402。保持环426可以被配置成使第二径向轴承424b固定在定向器404中并以其它方式使定向器404轴向地固持就位。此外，保持环426可以被配置成便于使定向器404可移动地接合到外壳402。
轴承422、424a、424b可由可轻松钻孔的材料制成，以使得它们可如上文图3所述被轻松地钻穿。例如，轴承422、424a、424b可由以下各项(但不限于以下各项)制成：锡、青铜、锡青铜轴承、黄铜、铜、铝、塑料(例如，涂布或浸染有PEEK的)、填充有的玻璃、复合材料、陶瓷、涂层陶瓷或其组合。在其它实施方案中，轴承422、424a、424b可由不仅可以轻松机械加工而且坚固且另外耐磨损的任何材料制成。
在至少一个实施方案中，轴承422、424a、424b的一个或全部可为流体轴承，诸如流体动态轴承或静压轴承。在这些实施方案中，可以将来自定向器404上方的流体压力施加到定向器404的下端以减少由于差压而引起的推力。同样，定向器404上方的流体压力可以用于围绕定向器404的外径提供流体衬垫。在其它实施方案中，石油或其它静压流体的专用储层(未示出)可以被包括在装置108中并且以其它方式被配置成为流体轴承提供恰当操作所需的减摩流体。在这些实施方案中，来自钻井泥浆或水泥的流体压力可以用于将储层石油在流体轴承中压缩或以其它方式保持在其适当位置。
可以了解，图4所示轴承422、424a、424b的布置仅仅是减少定向器404与外壳402之间的摩擦的一个示例，并且因此不应视为是对本公开的限制。本领域技术人员很容易了解轴承422、424a、424b可能被布置或以其它方式放置的位置的若干变化，并且同样获得相同的减摩效果。
定向器404可以进一步包括偏心重量428。偏心重量428是“偏心的”，因为其重量径向偏离定向器404所围绕的旋转轴线420。在该实施方案中，旋转轴线420还对应于井筒102中井筒管件106的旋转轴线。由于偏心重量428的质心径向偏离旋转轴线420，因此该偏心重量通过重力恒定地偏置到其相对于旋转轴线420的最低位置。因此，在偏斜井筒中，偏心重量428将不断地寻求装置108中的最低位置，而不管装置108和井筒管件106的方位定向如何。
简要地参照图5A和5B，同时继续参照图4，分别说明了根据一个或多个实施方案的定向器404的端视图和等轴视图。如图所示，定向器404包括大体圆柱形本体502，该圆柱形本体具有第一端部504a和第二端部504b。图5B显示了本体502的第二端部504b的视图。第一端部502a可以具有径向肩部506，该径向肩部界定于该第一端部中并且被配置成调整图4的推力轴承422和第一径向轴承424a中的一个或多个的各部分。第二端部504b可以界定环形通道508，该环形通道被配置成接纳保持环426和第二径向轴承424b的各部分。
本体502可以进一步界定或提供第二流动通道418和隔室510，该隔室被配置成接纳并且以其它方式保持偏心重量428于其中。本体502可由可以轻松钻孔的材料制成，能够在操作期间不被侵蚀或腐蚀。在至少一个实施方案中，本体502可由铝或任何重量轻、相当耐侵蚀和耐腐蚀的材料制成。在一些实施方案中，本体502可被涂布或进行阳极化处理以提高其耐磨损和耐腐蚀性并且另外减少摩擦。
偏心重量428可被插入或以其它方式设置在隔室510内并且被配置成确保定向器404保持面向地球重力场。通过这样做，第二流动通道418可以恒定地移动或以其它方式定位在井筒102的高侧(图1至3)。偏心重量428可由高密度、可轻松钻孔的材料制成。例如，在一些实施方案中，偏心重量428可由易切削黄铜制成，所述易切削黄铜具有良好的机械加工性能并且具有高密度(例如，大于铝的密度，本体502可由铝制成)。
再次参照图4，同时继续参照图1至3，现在提供了装置108的示例性操作。由于装置108为流体128的循环流动通路中流量限制最大的元件，因此可以在远程位置观察装置108上的压差的任何变化。例如，可以针对压差变化来监视施加在表面上以使流体128以某个流速循环的压力与表面上的流体128的回流通路中的压力之间的差。本领域技术人员可以很容易了解，当通过流道136的流动面积更受限制时，需要施加更大的压力以使流体128以某个流速循环。另一方面，当通过流道136的流动面积受到较小限制时，需要施加更小的压力以使流体128以同一流速循环。
在将装置108引入井下时，可使装置108与窗104在方位上对齐，为此需要指示井筒102中的定向。在本公开的示例中，第一流动通道416基本与窗104一起被定向，因为当该窗相对于井筒102垂直向上时，需要指示定向。因此，当重力作用于定向器404时需要提供肯定性指示，以使第一流动通道416与第二流动通道418对齐并且由此为流道136提供最大的流动面积。
可以使用对齐装置110或任何其它合适的对齐装置来很轻松地实现第一流动通道416相对于窗104的这种方位对齐。类似地，根据需要，可以使用对齐装置110、116中的一个来使第一流动通道416与闩锁耦接件112或对齐工具114在方位上对齐。
替代地，如果对齐装置110、116的使用是不需要或不可用的，那么当装置108在井筒管件106中互连时，可以记录第一流动通道416与窗104(或闩锁耦接件112和/或对齐工具114)之间的相对方位定向。以此方式，当第一流动通道416的向下定向通过装置108上减小的压差来指示时，可以了解窗104(或闩锁耦接件112和/或对齐工具114)的定向。
在装置108已在井筒管件106中互连并且第一流动通道416与窗104(或闩锁耦接件112和/或对齐工具114)之间的相对定向适当调整或至少已知后，将井筒管件106输送到井筒102中。请注意，例如，如果装置108与窗104(或闩锁耦接件112和/或对齐工具114)之间的井筒管件106的长度太大而无法允许它们同时安装在井中，那么可以同时执行这些步骤。
当井筒管件106在井筒102中位于所需深度时，可以使流体128以某个流速循环，并且在表面上记下所观察的压差。当流体128循环时，井筒管件106旋转，当重力作用于定向器404的偏心重量428并且第一流动通道416和第二流动通道418相对于彼此旋转时，该井筒管件将渐进打开或关闭流道136。更具体来说，当井筒管件106旋转时，检测到装置108上的压差的增量减少表明，第一流动通道416和第二流动通道418逐渐对齐并且因此使窗104移动得更靠近具体定向或所需定向。另一方面，当井筒管件106旋转时，装置108上的压差的增量增加表明，第一流动通道416和第二流动通道418逐渐移动成不对齐并且因此使得窗104移动得离具体定向或所需定向更远。因此，装置108上的压差幅值指示了窗104的方位定向与具体方位定向或所需方位定向所相差的量。
在一些实施方案中，例如，井筒管件106可能需要进一步旋转以实现窗104(或闩锁耦接件112和/或对齐工具114)的另一个方位定向。井筒管件106的进一步旋转也可以进行以补偿井筒管件106或工作管柱118中所存储的扭矩，或以其它方式补偿井筒102与井筒管件106或工作管柱118之间的摩擦。
在井筒管件106和窗104(或闩锁耦接件112和/或对齐工具114)已恰当定向后，可使水泥138流过装置108、注水泥阀130和浮鞋132，并且随后进入环126、134。
为了便于更好地理解本公开，给出了代表性实施方案的以下示例。绝不应将以下示例理解为限制或限定本公开的范围。
对于本公开的示例来说，并且继续参照图1至4，在井筒102内使用装置108以将窗104定向到井筒102的高侧。可以假设的是，装置108被安装在95/8英寸的井筒管件106中并且正循环的流体128的重量为10磅/加仑。在将窗128定向到高侧时，流体128的循环速率为约6桶/分钟(BPM)或252加仑/分钟(GPM)。而且，可以假设的是，当窗104恰当定向时，将获得在表面位置检测到的约100psi的压力增加(例如，竖管压力或泵压力增加)。
装置108上的压降用于确定窗104何时位于离井筒102的高侧+/-30°的范围内。用于确定装置108上的压降的等式可能与喷嘴上的压降的等式类似：
其中ΔP为装置108上的压降，Q为流速(单位为加仑/分钟)，MW为泥浆比重(即，流体128的重量)，单位为磅/加仑，以及TFA为总流动面积，单位为平方英寸。当循环时，操作员唯一未知的是TFA，这可通过测量表面上的压降来确定。当操作员旋转井筒管件106时，可以观察并记录钻杆压力的波动。当TFA最小化或以其它方式堵塞时，表面上所检测的压力将变大。另一方面，当TFA增大时，表面上所检测的压力对应地减小。
如以下表1所示，流速恒定保持为6BPM(252GPM)并且泥浆比重恒定为10lbs/加仑。它们共同表明，为了使压降从约2psi变为约100psi(实际值为1.99689psi和94.81378psi)，TFA需要变化约1.625in2(2.625in2–1in2＝1.625in2)。
表1
另外参照图6，说明了根据一个或多个实施方案的在示例定性操作期间的第一流动通道416和第二流动通道418的渐进端视图。在本公开的示例和实施方案中，定向器404的第二流动通道418可以展示出2.5英寸的半径，由此当第一流动通道416与第二流动通道418轴向对齐时，提供与这一半径相当的TFA。如上大体描述，当在表面上旋转井筒管件106时，定向器404可以被配置成围绕其旋转轴线420相对于井筒管件106枢转。当井筒管件106旋转时，偏心重量428上的重力使得第二流动通道418保持在井筒102的高侧上。
在图6中从右向左移动，可以看出，当第一流动通道416旋转远离井筒102的低侧(右边)以面向井筒102的高侧(左边)时，流动面积(或来自以上等式(1)的TFA)逐渐增大，其中该井筒与第二流动通道418大体对齐。当第一流动通道416和第二流动通道418以180°不对齐时(如图6的右边所示)，所得的流动面积为约1.0369in2，这转化为表面上对应的高压差。然而，当第一流动通道416与第二流动通道418轴向对齐时(如图6的左边所示)，所得的流动面积为约4.9087in2，这转化为表面上对应的低压差。基于以上表1，这种情形下的压差将达到约90psi，并且装置108上的压降将在表面上给出对应的压力增加响应。
现在参照图7，同时继续参照图6，说明了根据一个或多个额外实施方案的第一流动通道416和第二流动通道418在定向操作期间的渐进端视图。虽然图6所示的第一流动通道416和第二流动通道418基本是圆形的，但本领域技术人员很容易了解，第一流动通道416和第二流动通道418可以被设计或以其它方式配置成各种其它形状或设计。例如，如图7所示，第一流动通道416可为弧形或多边形，并且第二流动通道418可基本为圆形形状但包括弧形切出部分(如第二流动通道418的顶部所示)。
通过调整第一流动通道416和第二流动通道418的尺寸、间距和形状，压力廓体(即，压力变化对定向角度和/或流动面积)可以相应地变化。在图7所示的示例中，第一流动通道416和第二流动通道418被设计成当在井筒102的高侧对齐时，具有最大流动面积。如上所示，这在注水泥操作中可以证明是有利的，其中较小的流动面积可能易于被水泥卵石或其它妨碍物堵塞。因此，当窗104与井筒102的低侧相距180°时，出现所需压降。
在图7的示例中，压降在60°与-60°之间恒定保持为约47psi。然而，当窗104在+/-60°之间成角度地定向时，压降减小。在优选实施方案中，可以推荐当窗104在+/-30°之间成角度地定向时的压降。
图6和7的示例表明，可以通过在不同的角度位置改变第一流动通道416和第二流动通道418的流动面积来设计各种压降。应当指出，以上压降曲线被视为“理想曲线”，但实际曲线可能由于各种性能和参数而变化，这些性能和参数包括但不限于雷诺数、柯安达效应等。然而，最后，可能并不要求操作员确定或以其它方式检测精确的压降或压升。而是，操作员仅需要观察当井筒管件106在井筒102内旋转时，压力的突然变化。
现在参照图8，同时再次参照图4，说明了根据一个或多个实施方案的定向指示装置108的一部分的等轴截面视图。如图所示，将外壳402的井下端部的一部分描述为由下部密封装置406b包围。为了可见性，在图8中省略定向器404。在一些实施方案中，装置108的底端可以包括一系列齿状物802。更具体来说，外壳402的井下端部可以具有界定于其上的齿状物802。在一些实施方案中，这些齿状物可为异型边、穹形齿或锯齿，被配置成轴向地接合或抓持邻近物体或结构。
在操作中，齿状物802可以证明有利于防止装置108在由钻头142(图3)向上钻孔时旋转。更确切地，如上所述，在定向操作后，可以使装置108在井筒102(图1至3)内前进，直到与注水泥阀130(图1至3)或相关浮箍接触。在随后的注水泥操作后，钻头142用于钻穿装置108和注水泥阀130。齿状物802可以被配置成抓持和以其它方式接合注水泥阀130或其相关浮箍，以使得装置108基本被阻止在井筒管件(图1至3)内旋转并且另外不能被钻穿。在一些实施方案中，注水泥阀130或其相关浮箍可以具有对应的配合齿状物或廓体以增强抓持接合。
在至少一个实施方案中，外壳402可以提供轴向延伸鼻(未示出)，该轴向延伸鼻从下部密封装置406b向井下延伸。在这些实施方案中，替代地或除此之外，齿状物802可以被界定在鼻的外部径向表面上并且被配置成径向接合界定在注水泥阀130的内部径向表面上的配合齿状物或廓体。在一些应用中，井筒102内的钻屑或其它妨碍物防止阻碍轴向齿状物802轴向地接合注水泥阀130。在这些应用中，鼻上的径向界定的齿状物802可以被配置成与注水泥阀130配合并且确保装置108不能一被钻穿即旋转。这些径向齿状物802可以具有六边形或其它多边形廓体，该廓体被配置成进入注水泥阀130或其相关浮箍中的对应的凹形配合多边形廓体。
在一些实施方案中，与用于外壳402的齿状物802类似，定向器404还可以在其井下端部具有锁定廓体或齿状物廓体，以确保该定向器也不能在由钻头142(图3)向上钻孔时旋转。这可能要求剪切保持器使其保持处于“旋转”位置直到装置108截断分离(如上所述)并且前进到注水泥阀130或其相关浮箍。此时，或当从钻头142施加预定量的重量时，定向器404可以被配置成截断分离并且移动到其中该定向器不能旋转的“锁定”位置。
现在可以充分了解，以上公开内容在使井筒中的结构在方位上定向的领域提供了很多优点。具体来说，装置108、系统100和相关方法提供对偏斜井筒中的各种类型的结构的方便、经济和准确的方位定向。使用装置108的一个好处在于，作为装置108的定向指示而观察的压差(而不是作为压力脉冲的性质)基本恒定，这在深井中可能会严重衰减。
本文所公开的实施方案包括：
A.一种定向指示装置，该定向指示装置包括：外壳，外壳界定第一流动通道并且可布置在井筒管件内；定向器，该定向器被可移动地布置在该外壳内并且界定与第一流体通道流体连通的第二流动通道；以及偏心重量，该偏心重量被布置在该定向器内并且所具有的质心径向偏离定向器的旋转轴线，该偏心重量被配置成当外壳和井筒旋转时，使定向器保持指向一个方向，其中当外壳旋转时，第一流动通道和第二流动通道渐进对齐或不对齐。
B.一种井系统，该井系统包括可在井筒内延伸并且具有耦接至其的井下结构的井筒管件和定向指示装置，该定向指示装置被布置在井筒管件内并且包括：外壳，该外壳界定第一流动通道并且与井下结构在方位上对齐；定向器，该定向器被可移动地布置在该外壳内并且界定与第一流体通道流体连通的第二流动通道；以及偏心重量，该偏心重量被布置在该定向器内并且所具有的质心径向偏离定向器的旋转轴线，以使得该偏心重量使该定向器保持指向井筒的高侧，其中当井筒管件在井筒内旋转时，流体循环通过井筒管件和定向指示装置，并且其中当井筒管件旋转时，第一流动通道和第二流动通道渐进对齐或不对齐并且由此在定向指示装置上产生压差，可以测量该压差以确定井下结构是否移动到井筒内的所需角度定向。
C.一种方法，该方法包括：将井筒管件引入井筒中，该井筒管件具有耦接至其的井下结构和布置在井筒管件内的定向指示装置，该定向指示装置具有：外壳，该外壳界定第一流动通道；定向器，该定向器被可移动地布置在外壳内并且界定与第一流动通道流体连通的第二流动通道；以及偏心重量，该偏心重量被布置在定向器内并且所具有的质心径向偏移定向器的旋转轴线，从而当偏心重量受到重力作用时，使定向器保持指向井筒的预定定向；使流体循环通过井筒管件和定向指示装置；当流体循环时，测量定向指示装置上所产生的压差；当流体旋转时，使井筒内的井筒管件旋转并且由此使得第一流动通道和第二流动通道渐进对齐或不对齐；以及当井筒管件旋转时，测量定向装置上的压差变化并且由此确定井下结构是否移动到井筒内的所需角度定向。
实施方案A、B和C中的每一个均可具有呈任意组合的以下其它元素中的一个或多个：元素1：进一步包括布置在外壳的井上端部的上部密封装置和外壳的井下端部的下部密封装置，该上部密封装置和该下部密封装置被配置成密封地接合井筒管件的内壁。元素2：其中上部密封装置和下部密封装置中的至少一个为封隔塞，该封隔塞提供一个或多个刮板，该一个或多个刮板被配置成接合井筒管件的内壁。元素3：进一步包括一个或多个固定装置，该一个或多个固定装置使外壳以轴向地和旋转地中的至少一种方式固定到井筒管件。元素4：其中一个或多个固定装置包括可固定到外壳的翼片和使翼片固定到井筒管件的可释放装置。元素5：进一步包括推力轴承，该推力轴承被配置成使定向器固定在外壳内的轴向负载上；以及至少一个径向轴承，该至少一个径向轴承被配置成允许定向器相对于外壳围绕旋转轴线旋转。元素6：其中第一流动通道和第二流动通道的截面形状为圆形、弧形、多边形或其任意组合中的至少一种。元素7：其中外壳的井下端部具有多个界定于其中的齿状物。
元素8：其中井下结构为窗、闩锁耦接件和对齐工具中的至少一钟。元素9：其中所需角度定向为井筒的高侧。元素10：其中定向指示装置进一步包括布置在外壳的井上端部的上部密封装置和布置在外壳的井下端部的下部密封装置，该上部密封装置和该下部密封装置被配置成密封地接合井筒管件的内壁。元素11：进一步包括布置在井筒管件上的闩锁廓体，其中定向指示装置被布置成使得闩锁廓体轴向地插入上部密封装置和下部密封装置。元素12：其中装置上的压差减小表明已实现所需角度定向。元素13：其中装置上的压差增大表明已实现所需角度定向。
元素14：其中在将井筒管件引入井筒之前，在方位上测量或使定向指示装置与井下结构对齐。元素15：其中测量定向指示装置上的压差变化包括检测压差的减小以表明井下结构已移动到井筒内的所需角度定向。元素16：其中测量定向指示装置上的压差的变化包括检测压差的增大以表明井下结构已移动到井筒内的所需角度定向。元素17：进一步包括通过定向指示装置泵送水泥泥浆以在井筒中进行注水泥操作；使定向指示装置从与具有一个或多个水泥封隔塞的井筒管件接合的状态释放出来；使定向指示装置前进到井筒的底部；以及在注水泥操作后钻穿定向指示装置。元素18：其中定向指示装置进一步包括布置在外壳的井上端部的上部密封装置和布置在外壳的井下端部的下部密封装置，该方法进一步包括：将定向指示装置布置在井筒管件内以使得上部密封装置和下部密封装置轴向包围定位在井筒管件的内壁上的闩锁廓体；以及使井筒的内壁与上部密封装置和下部密封装置接合。
因此，所公开的系统和方法非常适合实现所提及的目的和优点以及自身固有的那些优点。上文公开的特定实施方案仅为说明性的，因为可用对于受益于本文中的教导的本领域技术人员来说是显而易见的不同但等效的方式来修改和实践本公开的教导。此外，除了如随附权利要求书中所描述之外，无意限制本文中所示的构造或设计的细节。因此，很明显，可更改、组合或修改上文公开的特定说明性实施方案且所有此类变化被视为在本公开的范围内。可在没有本文中未具体公开的任何元件和/或本文中公开的任何任选元件的情况下合适地实践本文中说明性地公开的系统和方法。尽管按照“包括(comprising、containing或including)”各种组件或步骤来描述组合物和方法，但所述组合物和方法也可“基本上由各种组件和步骤组成”或“由各种组件和步骤组成”。上文公开的所有数字和范围可变化某一量。对于所有公开的具有下限和上限的数字范围，均具体公开属于所述范围内的任何数字和任何所含范围。具体来说，将会将本文中公开的值的每一范围(呈“从约a至约b”，或等效地，“从大约a至b”，或等效地，“从大约a-b”的形式)理解为阐述值的较宽范围内涵盖的每个数字和范围。而且，除非专利权所有人另外明确地和清楚地定义，否则权利要求书中的术语具有其一般的普通含义。此外，如随附权利要求书中使用的不定冠词“一(a或an)”在本文中定义为意指其介绍的元件中的一个或一个以上。如果此说明书和可以通过引用方式并入本文的一个或多个专利或其它文档中的单词或术语的使用存在任何冲突，那么应采用符合此说明书的定义。
如本文所使用的，短语“至少一个”之前的一系列项目，与术语“和”或“或”以分离的任何项目，修改该列表作为一个整体，而不是列表中的每个成员(即，每个项目)。短语“至少一个”允许包括的项目中的任何一个中的至少一个的含义，和/或项的任何组合中的至少一个，和/或每一个项目的至少一个。以举例的方式，短语“A、B和C中的至少一种”或“A、B或C中的至少一种”各自是指只有A，只有B，或只有C；A、B和C的任意组合；和/或A、B和C中每一个的至少一种。

Claims (21)

1.一种定向指示装置，包括：
外壳，所述外壳界定第一流动通道并且可布置在井筒管件内；
定向器，所述定向器被布置在所述外壳内并且界定能够与所述第一流动通道流体连通的第二流动通道，其中所述定向器能够相对于所述外壳围绕所述井筒管件的旋转轴线旋转；以及
偏心重量，所述偏心重量被布置在所述定向器内并且所具有的质心径向偏离所述旋转轴线，所述偏心重量被配置成当所述外壳和所述井筒管件旋转时，使所述定向器保持指向一个方向，
其中，当所述外壳旋转时，所述第一流动通道和所述第二流动通道渐进对齐或不对齐。
2.如权利要求1所述的装置，进一步包括：
上部密封装置，所述上部密封装置被布置在所述外壳的井上端部；以及
下部密封装置，所述下部密封装置被布置在所述外壳的井下端部，所述上部密封装置和所述下部密封装置被配置成密封地接合所述井筒管件的内壁。
3.如权利要求2所述的装置，其中所述上部密封装置和所述下部密封装置中的至少一个为封隔塞，所述封隔塞提供一个或多个刮板，所述一个或多个刮板被配置成接合所述井筒管件的所述内壁。
4.如权利要求1所述的装置，进一步包括一个或多个固定装置，所述一个或多个固定装置使所述外壳以轴向地和旋转地中的至少一种方式固定到所述井筒管件。
5.如权利要求4所述的装置，其中所述一个或多个固定装置包括：
翼片，所述翼片可固定到所述外壳；以及
可释放装置，所述可释放装置使所述翼片固定到所述井筒管件。
6.如权利要求1所述的装置，进一步包括：
推力轴承，所述推力轴承被配置成使所述定向器固定在所述外壳内的轴向负载上；以及
至少一个径向轴承，所述至少一个径向轴承被配置成允许所述定向器相对于所述外壳围绕所述旋转轴线旋转。
7.如权利要求1所述的装置，其中所述第一流动通道和所述第二流动通道的截面形状为圆形、弧形、多边形或其任意组合中的至少一个。
8.如权利要求1所述的装置，其中所述外壳的井下端部具有多个界定于其上的齿状物。
9.一种井系统，包括：
井筒管件，所述井筒管件在井筒内可延伸并且具有耦接至其的井下结构；
定向指示装置，所述定向指示装置被布置在所述井筒管件内并且包括：
外壳，所述外壳固定在所述井筒管件之中，以与所述井下结构在方位上对齐，并界定第一流动通道；
定向器，所述定向器被布置在所述外壳内并且界定能够与所述第一流动通道流体连通的第二流动通道，其中所述定向器能够相对于所述外壳围绕所述井筒管件的旋转轴线旋转；以及
偏心重量，所述偏心重量被布置在所述定向器内并且所具有的质心径向偏离所述旋转轴线以使得所述偏心重量使所述定向器保持指向所述井筒的高侧，
其中当所述井筒管件在所述井筒内旋转时，流体循环通过所述井筒管件和所述定向指示装置，并且
其中，当所述井筒管件旋转时，所述第一流动通道和所述第二流动通道渐进对齐或不对齐并且由此在所述定向指示装置上产生压差，测量所述压差以确定所述井下结构是否移动到所述井筒内的所需角度定向。
10.如权利要求9所述的井系统，其中所述井下结构为窗、闩锁耦接件和对齐工具中的至少一个。
11.如权利要求9所述的井系统，其中所述所需角度定向为所述井筒的所述高侧。
12.如权利要求9所述的井系统，其中所述定向指示装置进一步包括：
上部密封装置，所述上部密封装置被布置在所述外壳的井上端部；以及
下部密封装置，所述下部密封装置被布置在所述外壳的井下端部，所述上部密封装置和所述下部密封装置被配置成密封地接合所述井筒管件的内壁。
13.如权利要求12所述的井系统，进一步包括闩锁廓体，所述闩锁廓体被布置在所述井筒管件上，其中所述定向指示装置被布置成使得所述闩锁廓体轴向插入所述上部密封装置和所述下部密封装置。
14.如权利要求9所述的井系统，其中所述装置上的所述压差的减小表明已实现所述所需角度定向。
15.如权利要求9所述的井系统，其中所述装置上的所述压差的增大表明已实现所述所需角度定向。
16.一种定向井筒管件的方法，包括：
将井筒管件引入井筒，所述井筒管件具有耦接至其的井下结构和布置在所述井筒管件内的定向指示装置，所述定向指示装置具有界定第一流动通道的外壳、布置在所述外壳内并且能够相对于所述外壳围绕所述井筒管件的旋转轴线旋转并界定能够与所述第一流动通道流体连通的第二流动通道的定向器和布置在所述定向器内并且所具有的质心径向偏离所述定向器的旋转轴线的偏心重量；
当所述偏心重量受到重力作用时，使所述定向器保持指向所述井筒的预定定向；
使流体循环通过所述井筒管件和所述定向指示装置；
当所述流体循环时，测量所述定向指示装置上所产生的压差；
使所述井筒内的所述井筒管件在所述流体循环时旋转并且由此使所述第一流动通道和所述第二流动通道渐进对齐或不对齐；以及
当所述井筒管件旋转时测量所述定向指示装置上的所述压差的变化并且由此确定所述井下结构是否移动到所述井筒内的所需角度定向。
17.如权利要求16所述的方法，其中在将所述井筒管件引入所述井筒之前，在方位上测量或使所述定向指示装置与所述井下结构对齐。
18.如权利要求16所述的方法，其中测量所述定向指示装置上的所述压差的所述变化包括检测所述压差的减小以表明所述井下结构已移动到所述井筒内的所述所需角度定向。
19.如权利要求16所述的方法，其中测量所述定向指示装置上的所述压差的所述变化包括检测所述压差的增大以表明所述井下结构已移动到所述井筒内的所述所需角度定向。
20.如权利要求16所述的方法，进一步包括：
通过所述定向指示装置泵送水泥泥浆以在所述井筒中进行注水泥操作；
使所述定向指示装置从与具有一个或多个水泥封隔塞的所述井筒管件接合的状态释放出来；
使所述定向指示装置前进到所述井筒的底部；以及
在所述注水泥操作后钻穿所述定向指示装置。
21.如权利要求16所述的方法，其中所述定向指示装置进一步包括布置在所述外壳的井上端部的上部密封装置和布置在所述外壳的井下端部的下部密封装置，所述方法进一步包括：
将所述定向指示装置布置在所述井筒管件内以使得所述上部密封装置和所述下部密封装置轴向包围定位在所述井筒管件的内壁上的闩锁廓体；以及
使所述井筒的所述内壁与所述上部密封装置和所述下部密封装置接合。
CN201380080846.4A 2013-12-16 2013-12-16 基于重力的套管定向工具和方法 Expired - Fee Related CN105874162B (zh)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2013/075435 WO2015094163A1 (en) 2013-12-16 2013-12-16 Gravity-based casing orientation tools and methods

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN105874162A CN105874162A (zh) 2016-08-17
CN105874162B true CN105874162B (zh) 2019-05-28

Family

ID=53403287

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380080846.4A Expired - Fee Related CN105874162B (zh) 2013-12-16 2013-12-16 基于重力的套管定向工具和方法

Country Status (12)

Country Link
US (1) US9631457B2 (zh)
EP (1) EP3066299A4 (zh)
CN (1) CN105874162B (zh)
AR (1) AR098458A1 (zh)
AU (1) AU2013408374B2 (zh)
BR (1) BR112016010887B1 (zh)
CA (1) CA2930526C (zh)
MX (1) MX2016006255A (zh)
MY (1) MY181872A (zh)
RU (1) RU2638601C1 (zh)
SG (1) SG11201603478SA (zh)
WO (1) WO2015094163A1 (zh)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2901958C (en) * 2013-03-14 2021-03-16 Charles Ingold Distally offset downhole tool with selective rotation
CN105464619B (zh) * 2015-12-22 2017-12-19 中国石油天然气股份有限公司 火烧油层点火井的完井方法
NO342858B1 (en) * 2016-04-01 2018-08-20 Centraflow As Method and device for directing a fluid flow in an annulus around a pipe string
WO2017171556A1 (en) * 2016-04-01 2017-10-05 Centraflow As Downhole annular flow diverter
CN111562626A (zh) * 2020-04-21 2020-08-21 中煤科工集团西安研究院有限公司 一种基于重力作用下顶底板定向测量探管及定向探测装备
CN114427433B (zh) * 2020-09-15 2024-04-26 中国石油化工股份有限公司 一种基于机械调压的井下工具面测量工具
CA3189513A1 (en) 2020-11-27 2022-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Travel joint for tubular well components
AU2022241789A1 (en) * 2021-03-24 2023-10-05 Conocophillips Company Orientation ring
USD1031946S1 (en) 2022-06-21 2024-06-18 Conocophillips Company Ring for completion operations
CN118049138B (zh) * 2024-04-16 2024-06-18 中国石油大学(华东) 高温厚目的层地质钻探用旋转导向钻井系统及钻井方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1908762A (en) * 1931-09-04 1933-05-16 Edgar C Johnston Cut-off valve for drill stems
US3096823A (en) * 1959-04-28 1963-07-09 Baker Oil Tools Inc Well bore testing and pressuring apparatus
CN1222678C (zh) * 1999-08-09 2005-10-12 国际壳牌研究有限公司 多侧向井孔的钻井和完井系统

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1854208A (en) * 1929-11-01 1932-04-19 Theodore L Lynch Inclination indicating device for oil wells
US4351116A (en) 1980-09-12 1982-09-28 Bj-Hughes Inc. Apparatus for making multiple orientation measurements in a drill string
SU1002549A1 (ru) * 1981-02-17 1983-03-07 Государственный научно-исследовательский и проектный институт "Гипроморнефтегаз" Устройство дл ориентировани отклонител
SU1204707A1 (ru) * 1983-09-29 1986-01-15 Забайкальский Комплексный Научно-Исследовательский Институт Министерства Геологии Ссср Устройство дл ориентировани отклонителей в скважине,спускаемое с помощью бурильных труб
SU1751303A1 (ru) * 1990-07-02 1992-07-30 Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа Устройство регистрации угла положени отклонител и зенитного угла скважины
RU2009314C1 (ru) * 1991-04-22 1994-03-15 Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Гидравлическое устройство для ориентирования отклонителя
US5964294A (en) 1996-12-04 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for orienting a downhole tool in a horizontal or deviated well
US6536531B2 (en) * 2000-07-10 2003-03-25 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for orientation of a tubular string in a non-vertical wellbore
US6808027B2 (en) * 2001-06-11 2004-10-26 Rst (Bvi), Inc. Wellbore directional steering tool
US7334596B1 (en) * 2005-12-29 2008-02-26 Thomas Peter Chesters Pendulous control valve system
US20070227780A1 (en) * 2006-03-31 2007-10-04 Macpherson Calum Robert Drill string system for performing measurement while drilling and logging while drilling operations
US7757755B2 (en) * 2007-10-02 2010-07-20 Schlumberger Technology Corporation System and method for measuring an orientation of a downhole tool
US8186259B2 (en) 2007-12-17 2012-05-29 Halliburton Energy Sevices, Inc. Perforating gun gravitational orientation system
US8091246B2 (en) * 2008-02-07 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Casing or work string orientation indicating apparatus and methods
RU2426876C1 (ru) * 2010-01-11 2011-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" Способ ориентации механизма в скважине и устройство для его осуществления
US8708050B2 (en) * 2010-04-29 2014-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for controlling fluid flow using movable flow diverter assembly
US9284832B2 (en) * 2011-06-02 2016-03-15 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for determining inclination and orientation of a downhole tool using pressure measurements

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1908762A (en) * 1931-09-04 1933-05-16 Edgar C Johnston Cut-off valve for drill stems
US3096823A (en) * 1959-04-28 1963-07-09 Baker Oil Tools Inc Well bore testing and pressuring apparatus
CN1222678C (zh) * 1999-08-09 2005-10-12 国际壳牌研究有限公司 多侧向井孔的钻井和完井系统

Also Published As

Publication number Publication date
US9631457B2 (en) 2017-04-25
CA2930526A1 (en) 2015-06-25
RU2638601C1 (ru) 2017-12-14
US20160017689A1 (en) 2016-01-21
WO2015094163A1 (en) 2015-06-25
SG11201603478SA (en) 2016-05-30
BR112016010887B1 (pt) 2021-06-22
EP3066299A4 (en) 2017-07-05
AR098458A1 (es) 2016-05-26
CN105874162A (zh) 2016-08-17
AU2013408374A1 (en) 2016-05-26
CA2930526C (en) 2018-09-25
AU2013408374B2 (en) 2017-07-13
EP3066299A1 (en) 2016-09-14
MX2016006255A (es) 2016-11-07
MY181872A (en) 2021-01-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN105874162B (zh) 基于重力的套管定向工具和方法
Lyons Air and gas drilling manual: applications for oil and gas recovery wells and geothermal fluids recovery wells
CN1926304B (zh) 井下侧孔钻探
US8091246B2 (en) Casing or work string orientation indicating apparatus and methods
CN106715821B (zh) 在多次往返中利用闭锁停驻能力在传送衬套构件时进行定向钻井
US8978765B2 (en) System and method for operating multiple valves
Gao et al. Limit analysis of extended reach drilling in South China Sea
US20110315381A1 (en) Compositions and method for use in plugging a well
Shelkholeslami et al. Drilling and production aspects of horizontal wells in the Austin Chalk
Prassl Drilling Engineering
US10221652B2 (en) Downhole ball valve
Sperber et al. Drilling into geothermal reservoirs
US9284781B2 (en) Oil and gas enhancement system—radial drilling method
US10180058B2 (en) Telemetry module with push only gate valve action
US20120145382A1 (en) System and Method for Operating Multiple Valves
US20240309709A1 (en) Thread form for drill bit application
US20240279989A1 (en) Non-magnetic openhole whipstock
Pyshakov Planning of a deep geothermal well to reach supercritical steam
Nilsson Steered core drilling of borehole KFM24
Ngue Level 3 Casing Drilling in a Mature Field Environment
Jebur Directional Drilling Tools Assessment and the Impact of Bottom Hole Assembly Configuration on the Well Trajectory and Operation Optimization
Wang et al. PetroChina Dagang Oilfield Company, Petroleum Engineering Research Institute, Tianjin, China wanggna@ petrochina. com. cn
Rejepovich DRAWING UP A DESIGN PROFILE AND A PROGRAM FOR CHOOSING THE LAYOUT OF THE BOTTOM–HOLE ASSEMBLY FOR DRILLING AN INCLINED WELL
CA2761477A1 (en) System and method for operating multiple valves
Mahmood Application of “casing and liner while drilling" technology for OMV Pakistan

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20190528

Termination date: 20201216

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee